一种气电联产方法和系统 |
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| 申请号 | CN202311864069.4 | 申请日 | 2023-12-29 | 公开(公告)号 | CN117844530A | 公开(公告)日 | 2024-04-09 |
| 申请人 | 中国科学院工程热物理研究所; | 发明人 | 朱治平; 王小芳; 湛月平; 王东宇; 李百航; | ||||
| 摘要 | 本公开提供了一种气电联产方法，包括：将 碳 基原料和 气化 剂通入气化单元，同时生成含碳气化灰渣；将含碳气化灰渣、 氧 化剂通入 锅炉 单元的 炉膛 ，并且将预定 温度 的 水 通入锅炉单元的换 热管 束，生成第一 蒸汽 ；将锅炉单元产生的第一蒸汽通入发电单元；获取在当前时间段，气化单元的实际 煤 气热量、发电单元的实际发电量、用户的煤气热量需求信息、用户的用电量需求信息；根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元中的气化反应进行调控。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种气电联产方法，包括： |
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| 说明书全文 | 一种气电联产方法和系统技术领域背景技术[0002] 煤炭是我国能源的基石，目前，我国60％以上煤炭资源用于直接燃烧发电和供热，其中90％以上为烟煤和褐煤。将煤炭直接燃烧利用的方式忽视了煤炭的原料属性，极大浪费了煤炭中高价值的富氢组分，影响煤炭综合利用水平和效益。然而，若仅考虑煤炭的原料属性，将煤炭直接气化转化，一方面，为保证煤炭的高碳转化率，现有技术对煤炭品质和反应条件均提出了较高要求，导致煤炭转化成本高；另一方面，气化转化的产生的飞灰和底渣作为固废需要单独处置；此外，煤炭气化转化以及后续化工合成过程需要大量蒸汽和电能，这些蒸汽和电能仍直接或间接来源于煤炭燃烧。发明内容 [0003] 鉴于上述问题，本公开提供了一种气电联产方法和系统。 [0004] 本公开的一个方面，提供了一种气电联产方法，包括： [0005] 将碳基原料和气化剂通入气化单元，以便碳基原料和气化剂在气化单元中进行气化反应后得到第一温度的含尘热煤气，同时生成含碳气化灰渣； [0006] 将含碳气化灰渣、氧化剂通入锅炉单元的炉膛，并且将预定温度的水通入锅炉单元的换热管束，以便含碳气化灰渣和氧化剂在炉膛中进行燃烧反应，并且利用燃烧反应产生的热量与换热管束中的预定温度的水进行换热，生成第一蒸汽； [0007] 将锅炉单元产生的第一蒸汽通入发电单元，以便通过发电单元将第一蒸汽的热能转换为电能； [0008] 获取在当前时间段，气化单元的实际煤气热量、发电单元的实际发电量、用户的煤气热量需求信息、用户的用电量需求信息； [0009] 根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元中的气化反应进行调控。 [0010] 根据本公开的实施例，气化剂包括氧气组分和非氧气组分； [0011] 预定调节参数包括以下至少之一：碳基原料的给入量、气化单元的当量比、气化剂中氧气组分和非氧气组分的组分比例、气化剂的总给入量、碳基原料的粒径。 [0012] 根据本公开的实施例，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元中的气化反应进行调控包括： [0013] 在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为增加煤气热量或降低发电量的情况下，执行操作：维持碳基原料的给入量不变、同时维持气化剂的组分比例不变、同时增加气化剂的总给入量，以减小气化单元的当量比； [0014] 在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为降低煤气热量或增加发电量的情况下，执行操作：维持碳基原料的给入量不变、同时维持气化剂的组分比例不变、同时降低气化剂的总给入量，以提高气化单元的当量比。 [0015] 根据本公开的实施例，还包括： [0017] 计算含碳气化灰渣的热值随气化反应温度变化的热值变化率，并根据热值变化率生成能量转移分析结果，其中，能量转移分析结果用于表征：碳基原料中的能量更多地转移到产品气中，还是更多地转移到蒸汽/电产品中。 [0018] 根据本公开的实施例，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元中的气化反应进行调控包括： [0019] 在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为增加煤气热量的情况下，执行操作：维持气化单元的当量比不变、同时维持气化剂的组分比例不变、同时增加碳基原料的给入量、同时增加气化剂的总给入量，以增加气化单元的气化负荷； [0020] 在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为煤气热量降低或不变，同时，降低发电量的情况下，执行操作：维持气化单元的当量比不变、同时维持气化剂的组分比例不变、同时减小碳基原料的给入量、同时减小气化剂的总给入量，以降低气化单元的气化负荷。 [0021] 根据本公开的实施例，还包括： [0022] 监控气化单元的气化反应温度和气化单元的气化负荷； [0023] 在气化反应温度大于等于第二温度阈值，且气化单元的气化负荷大于等于预定负荷阈值的情况下，生成第一能量转移分析结果，其中，第一能量转移分析结果用于表征：碳基原料中的能量更多地转移到产品气中； [0024] 在气化反应温度小于第二温度阈值，且气化单元的气化负荷小于预定负荷阈值的情况下，生成第二能量转移分析结果，其中，第二能量转移分析结果用于表征：碳基原料中的能量更多地转移到蒸汽/电产品中。 [0025] 根据本公开的实施例，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元中的气化反应进行调控包括： [0026] 在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为增加煤气热量或降低发电量的情况下，执行操作：维持气化单元的当量比不变、同时维持碳基原料的给入量不变、同时增加气化剂中的氧气组分的组分比例，以及降低气化剂的总给入量； [0027] 在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为降低煤气热量或增加发电量的情况下，执行操作：维持气化单元的当量比不变、同时维持碳基原料的给入量不变、同时降低气化剂中的氧气组分的组分比例，以及增加气化剂的总给入量。 [0028] 根据本公开的实施例，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元中的气化反应进行调控包括： [0029] 在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为降低煤气热量或增加发电量的情况下，执行以下操作： [0030] 维持气化单元的当量比不变、同时维持碳基原料的给入量不变、同时维持气化剂的组分比例不变、同时维持气化剂的总给入量不变； [0031] 测量得到碳基原料的粒径的当前值； [0033] 在碳基原料的粒径的当前值大于第二参考值的情况下，增加通入气化单元中的碳基原料的粒径，其中，第二参考值根据气化单元旋风分离器出口处的飞灰中位粒径计算得到，第二参考值大于第一参考值。 [0034] 根据本公开的实施例，还包括： [0035] 将第一温度的含尘热煤气、预定温度的水通入余热回收单元，以便第一温度的含尘热煤气和预定温度的水在余热回收单元中进行换热后，得到第二温度的含尘湿煤气和第二蒸汽； [0036] 将第二蒸汽通入发电单元，以便通过发电单元将第二蒸汽和第一蒸汽的热能转换为电能； [0037] 将第二温度的含尘湿煤气通入除尘单元进行气固分离，得到不含尘湿煤气和含碳飞灰； [0039] 将不含尘湿煤气通入洗氨蒸氨单元进行氨提取，得到含硫煤气、氨产品、污水； [0040] 将含硫煤气通入第一脱硫单元进行硫化物回收，得到冷煤气产品和硫磺产品； [0041] 将氨产品作为脱硝剂通入锅炉单元，或者将氨产品、锅炉单元中燃烧反应产生的烟气通入第二脱硫单元，生成硫酸铵产品； [0043] 本公开的另一个方面，提供了一种气电联产系统，包括： [0044] 气化单元，用于碳基原料和气化剂在气化单元中进行气化反应后得到第一温度的含尘热煤气，同时生成含碳气化灰渣； [0045] 锅炉单元，用于含碳气化灰渣和氧化剂在锅炉单元的炉膛中进行燃烧反应，并且燃烧反应产生的热量与锅炉单元的换热管束中的预定温度的水进行换热，生成第一蒸汽； [0046] 发电单元，用于将第一蒸汽的热能转换为电能； [0047] 调控单元，用于获取在当前时间段，气化单元的实际煤气热量、发电单元的实际发电量、用户的煤气热量需求信息、用户的用电量需求信息，并根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元中的气化反应进行调控。 [0048] 根据本公开的实施例，还包括： [0049] 余热回收单元，用于第一温度的含尘热煤气和预定温度的水在余热回收单元中进行换热后，得到第二温度的含尘湿煤气和第二蒸汽，其中第二蒸汽被通入发电单元； [0050] 除尘单元，用于将第二温度的含尘湿煤气进行气固分离，得到不含尘湿煤气和含碳飞灰，其中含碳飞灰被通入锅炉单元的炉膛； [0051] 洗氨蒸氨单元，用于将不含尘湿煤气进行氨提取，得到含硫煤气、氨产品、污水，其中氨产品被作为脱硝剂通入锅炉单元； [0052] 第一脱硫单元，用于将含硫煤气进行硫化物回收，得到冷煤气产品和硫磺产品； [0053] 第二脱硫单元，用于氨产品、锅炉单元中燃烧反应产生的烟气在第二脱硫单元进行反应，生成硫酸铵产品； [0054] 净化单元，用于将污水净化，得到循环净化水。 [0055] 根据本公开的实施例，在碳基原料实现气化的基础上，通过对气化过程中生成的其他产物的二次利用，兼顾了煤炭的原料属性和燃料属性，实现了系统中物质‑能量的转化。进一步地，通过改变预定调节参数，可以实现根据用户需求对煤气热量和发电量进行调控，以优化产气和产电匹配。最大限度实现原料与产物的转化过程，实现了经济效益和社会效益的最大化。附图说明 [0056] 图1示意性地示出了本公开实施例的气电联产系统的原理图。 [0057] 图2示意性地示出了本公开另一实施例的气电联产系统的原理图。 [0058] 图3示意性地示出了本公开又一实施例的气电联产系统的原理图。 [0059] 图4示意性地示出了本公开实施例的气电联产方法的流程图。 [0060] 图5示意性地示出了本公开另一实施例的气电联产方法的流程图。 具体实施方式[0061] 为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚明白，以下结合具体实施例，并参照附图，对本公开作进一步的详细说明。 [0062] 以下，将参照附图来描述本公开的实施例。但是应该理解，这些描述只是示例性的，而并非要限制本公开的范围。在下面的详细描述中，为便于解释，阐述了许多具体的细节以提供对本公开实施例的全面理解。然而，明显地，一个或多个实施例在没有这些具体细节的情况下也可以被实施。此外，在以下说明中，省略了对公知结构和技术的描述，以避免不必要地混淆本公开的概念。 [0063] 在此使用的术语仅仅是为了描述具体实施例，而并非意在限制本公开。在此使用的术语“包括”、“包含”等表明了特征、步骤、操作和/或部件的存在，但是并不排除存在或添加一个或多个其他特征、步骤、操作或部件。 [0064] 在此使用的所有术语(包括技术和科学术语)具有本领域技术人员通常所理解的含义，除非另外定义。应注意，这里使用的术语应解释为具有与本说明书的上下文相一致的含义，而不应以理想化或过于刻板的方式来解释。 [0065] 在使用类似于“A、B和C等中至少一个”这样的表述的情况下，一般来说应该按照本领域技术人员通常理解该表述的含义来予以解释(例如，“具有A、B和C中至少一个的系统”应包括但不限于单独具有A、单独具有B、单独具有C、具有A和B、具有A和C、具有B和C、和/或具有A、B、C的系统等)。在使用类似于“A、B或C等中至少一个”这样的表述的情况下，一般来说应该按照本领域技术人员通常理解该表述的含义来予以解释(例如，“具有A、B或C中至少一个的系统”应包括但不限于单独具有A、单独具有B、单独具有C、具有A和B、具有A和C、具有B和C、和/或具有A、B、C的系统等)。 [0066] 本公开的一个方面，提供了一种气电联产系统。 [0067] 图1示意性地示出了本公开实施例的气电联产系统的原理图。 [0068] 如图1所示，气电联产系统至少包括气化单元110、锅炉单元120、发电单元130。 [0069] 气化单元110，用于碳基原料和气化剂在气化单元110中进行气化反应后得到第一温度的含尘热煤气(高温煤气，例如700～1100℃)，同时生成含碳气化灰渣，其中，气化单元110设有碳基原料入口、气化剂入口、含尘热煤气出口、含碳气化灰渣出口、第二蒸汽入口； [0070] 锅炉单元120，用于含碳气化灰渣和氧化剂在锅炉单元120的炉膛中进行燃烧反应，并且燃烧反应产生的热量与锅炉单元120的换热管束中的预定温度的水进行换热，生成第一蒸汽。其中锅炉单元120设有含碳气化灰渣入口、氧化剂入口(图中未示出)、第一冷水入口、含碳飞灰入口、脱硝剂入口(图中未示出)、第一蒸汽出口、烟气出口，锅炉单元120的含碳气化灰渣入口和气化单元110气化单元110的含碳气化灰渣出口连通；锅炉单元120的含碳飞灰入口与除尘单元150的含碳飞灰出口相连通；锅炉单元120的第一蒸汽出口与发电单元130的第一蒸汽入口相连通。 [0071] 锅炉单元120可以是循环流化床锅炉，通过气化单元110的残渣和飞灰在密度、粒径、含碳量等参数上的配合，实现循环回路的正常建立，从而实现纯气化灰在锅炉内的稳定燃烧。进一步地，将气化单元110中底渣粒径为0mm～6mm的底渣作为循环床料，粒径小于0.2mm的灰作为主要燃料，可以实现纯气化灰在循环流化床锅炉内的稳定燃烧。 [0072] 发电单元130，用于将第一蒸汽的热能转换为电能，其中，发电单元130设有第一蒸汽入口，发电单元130的第一蒸汽入口和锅炉单元120的第一蒸汽出口连通；其中，蒸汽做功后产生的乏气可以从气化单元110的气化剂入口进入气化单元110，作为气化剂参与气化反应。发电单元130还可以将第二蒸汽的热能转换为电能，其中，发电单元130还可以设有第二蒸汽入口(图中未示出)，发电单元130的第二蒸汽入口和余热回收单元140的第二蒸汽出口连通。 [0073] 根据本公开的实施例，气电联产系统还包括调控单元(图中未示出)，用于获取在当前时间段，气化单元110的实际煤气热量(煤气热值×煤气体积)、发电单元130的实际发电量、用户的煤气热量需求信息、用户的用电量需求信息，并根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元110中的气化反应进行调控。 [0074] 图2示意性地示出了本公开另一实施例的气电联产系统的原理图。 [0075] 如图2所示，气电联产系统还包括余热回收单元140、除尘单元150、洗氨蒸氨单元160、第一脱硫单元170、净化单元180和第二脱硫单元190。 [0076] 其中， [0077] 余热回收单元140，用于第一温度的含尘热煤气(高温煤气，例如700～1100℃)和预定温度的水在余热回收单元140中进行换热后，得到第二温度的含尘湿煤气(低温煤气，例如100～250℃)和第二蒸汽，其中第二蒸汽被通入发电单元130；其中，余热回收单元140设有含尘热煤气入口、第二冷水入口、含尘湿煤气出口、第二蒸汽出口，余热回收单元140的含尘热煤气入口与气化单元110的含尘热煤气出口连通。进一步地，余热回收单元140产生的第二蒸汽可以先进入锅炉单元120，进一步过热提高蒸汽品质，转化为第一蒸汽后再进入发电单元130做功发电。 [0078] 除尘单元150，用于将第二温度的含尘湿煤气(低温煤气，例如100～250℃)进行气固分离，得到不含尘湿煤气和含碳飞灰，其中含碳飞灰被通入锅炉单元120的炉膛；其中，除尘单元150设有含尘湿煤气入口、不含尘湿煤气出口和含碳飞灰出口，除尘单元150的含尘湿煤气入口与余热回收单元140的含尘湿煤气出口相连通。 [0079] 洗氨蒸氨单元160，用于将不含尘湿煤气进行氨提取，得到含硫煤气、氨产品、污水，其中氨产品被作为脱硝剂通入锅炉单元120；其中，洗氨蒸氨单元160设有不含尘湿煤气入口、含硫煤气出口、氨产品出口、污水出口、第二蒸汽入口，洗氨蒸氨单元160的不含尘湿煤气入口与除尘单元150的不含尘湿煤气出口相连通。 [0080] 第一脱硫单元170，用于将含硫煤气进行硫化物回收，得到冷煤气产品和硫磺产品；其中，第一脱硫单元170设有含硫煤气入口、冷煤气产品出口、硫磺产品出口，第一脱硫单元170的含硫煤气入口与洗氨蒸氨单元160的含硫煤气出口相连通。第一脱硫单元170用于脱除含硫煤气中的硫化物，例如H2S等。 [0081] 第二脱硫单元190，用于氨产品、锅炉单元120中燃烧反应产生的烟气在第二脱硫单元190进行反应，生成硫酸铵产品；其中，第二脱硫单元190设有氨产品入口、烟气入口、硫酸铵产品出口、烟气出口，第二脱硫单元190的氨产品入口与洗氨蒸氨单元160的氨产品出口相连通；第二脱硫单元190的烟气入口与锅炉单元120的烟气出口相连通。 [0082] 净化单元180，用于将污水净化，得到循环净化水，其中，净化单元180设有污水入口和净水出口，其中，净化单元180的净水出口与余热回收单元140的第二冷水入口相连通，净化单元180的净水出口与锅炉单元120的第一冷水入口相连通。 [0083] 图3示意性地示出了本公开又一实施例的气电联产系统的原理图。 [0084] 如图3所示，图3所示气电联产系统与图2所示气电联产系统结构大体相同，区别仅在于气电联产系统还包括输送单元，输送单元用于将飞灰输送至锅炉。输送单元可以设置在气化单元110和锅炉单元120之间，也可以是设置在除尘单元150和锅炉单元120之间，还可以在气化单元110和锅炉单元120之间以及除尘单元150和锅炉单元120之间均设置输送单元。其中，输送单元可以实现对100℃～250℃热灰的采用气力输送的方式的输送。 [0085] 其中，输送单元设有飞灰入口、飞灰出口。例如，输送单元设置在气化单元110和锅炉单元120之间的情况下，飞灰入口与气化单元110的含碳气化飞灰入口相连通。输送单元设置在除尘单元150和锅炉单元120之间的情况下，飞灰入口与除尘单元150的含碳飞灰出口相连通。 [0086] 根据本公开的实施例，进一步地，输送单元可包括送粉风总管、第一送粉风管组、第二送粉风管组、送粉风混合器和流化风管。 [0087] 其中，送粉风总管，包括飞灰入口、送粉风入口、送粉风出口，其中，送粉风出口与锅炉的给料口连通，飞灰入口与气化单元的含碳气化飞灰出口和/或除尘单元150的含碳飞灰出口相连通，其中，送粉风可以是煤气、驰放气、氮气、二氧化碳、空气、烟气或上述气体的混合气等。 [0088] 第一送粉风管组，用于输送第一送粉风，包括至少一根第一送粉风支管，其中，第一送粉风中含有可燃成分，第一送粉风支管上设置有第一流量调节阀和第一流量计。 [0089] 第二送粉风管组，用于输送第二送粉风，包括至少一根第二送粉风支管，其中，第二送粉风中不含可燃成分，第二送粉风支管上设置有第二流量调节阀和第二流量计。 [0090] 送粉风混合器，包括：第一入口，与至少一根第一送粉风支管连通；第二入口，与至少一根第二送粉风支管连通；混合风出口，与送粉风总管的送粉风入口连通。 [0091] 流化风管，包括流化风入口和N个流化风出口，其中，N个流化风出口均布设置在流化风管的同一侧；送粉风总管底部设有N个流化孔，N个流化孔与N个流化风出口一一对应地连通。送粉风混合器还包括分流口，分流口与流化风入口连通。 [0092] 当飞灰从输送单元的飞灰入口进入输送单元时，根据当前灰热值，可以选择性地通过调控流量调节阀以控制进入送粉风总管的总体气固混合物的热值。具体地，为了保证进入锅炉后的灰渣的着火稳定性以及燃烧稳定性，需要根据飞灰的热值对送粉风的成分进行实时调整。 [0093] 例如，在飞灰的热值较高的情况下，飞灰的当前热值可以满足着火稳定性以及燃烧稳定性的要求，可以无需关注送粉风的热值大小。因第一送粉风中含有可燃成分，成本较高，为了降低送粉风成本，可通过调节第一流量调节阀降低输送至锅炉单元120中的第一送粉风的量，或者同时通过调节第二流量调节阀增加输送至锅炉单元120中的第二送粉风的量。 [0094] 再例如，在飞灰的热值较低的情况下，飞灰的当前热值不满足着火稳定性以及燃烧稳定性的要求，为了强化低热值灰进入锅炉单元120后的着火及燃烧特性，需关注送粉风的热值大小。因第一送粉风中含有可燃成分，热值较高，可通过调节第一流量调节阀提高输送至锅炉单元120中的第一送粉风的量，或者同时通过调节第二流量调节阀降低输送至锅炉单元120中的第二送粉风的量。 [0095] 需要说明的是，在送粉风混合器中，二氧化碳、氮气、煤气、驰放气可以相互混合；空气和烟气可以混合；二氧化碳、空气、烟气、氮气可以相互混合，但是煤气、驰放气和烟气或空气均不可混合。 [0096] 基于上述系统，本公开的另一方面提供了一种气电联产方法。 [0097] 图4示意性地示出了本公开实施例的气电联产方法的流程图。 [0098] 如图4所示，气电联产方法包括操作S410～操作S450。 [0099] 在操作S410，将碳基原料和气化剂通入气化单元110，以便碳基原料和气化剂在气化单元110中进行气化反应后得到第一温度的含尘热煤气，同时生成含碳气化灰渣； [0100] 根据本公开的实施例，气化剂包括氧气组分和非氧气组分，氧气组分可以是空气、氧气等；非氧气组分可以是蒸汽、二氧化碳、氮气等。含尘热煤气主要成分包括一氧化碳、甲烷、氢气等气体产物，含碳气化灰渣主要成分包括未完全反应的含碳飞灰、残渣等固体产物等。含尘热煤气从气化单元110的含尘热煤气出口输出，含碳气化灰渣从气化单元110的含碳气化灰渣出口输出。 [0101] 在操作S420，将含碳气化灰渣、氧化剂通入锅炉单元120的炉膛，并且将预定温度的水通入锅炉单元120的换热管束，以便含碳气化灰渣和氧化剂在炉膛中进行燃烧反应，并且利用燃烧反应产生的热量与换热管束中的预定温度的水进行换热，生成第一蒸汽； [0102] 根据本公开的实施例，从气化单元110的含碳气化灰渣出口输出的含碳气化灰渣和氧化剂在锅炉单元120的炉膛中进行燃烧反应使锅炉单元120内温度升高，将预定温度的水通入锅炉单元120的换热管束中，在温度持续升高的条件下，换热管束中的水被加热蒸发，生成第一蒸汽。 [0103] 在操作S430，将锅炉单元120产生的第一蒸汽通入发电单元130，以便通过发电单元130将第一蒸汽的热能转换为电能； [0104] 根据本公开的实施例，在发电单元130中，将第一蒸汽的热能转换为电能采用现有技术中的任意一种方式，在此不做赘述。 [0105] 在操作S440，获取在当前时间段，气化单元110的实际煤气热量、发电单元130的实际发电量、用户的煤气热量需求信息、用户的用电量需求信息； [0106] 根据本公开的实施例，用户的煤气热量需求信息、用户的用电量需求信息可根据历史经验数据和调研数据获取。用户的煤气热量需求信息可以包含一定时间内用户需要的煤气热量；用户的用电量需求信息可以包含一定时间内用户需要的发电量。 [0107] 在操作S450，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元110中的气化反应进行调控。 [0108] 根据本公开的实施例，将用户对煤气热量的需求量与当前实际煤气热量进行对比，若用户对煤气的需求量大于当前实际煤气热量，则需要通过改变预定调节参数增加煤气热量；若用户对电量的需求量大于当前实际发电量，则需要通过改变预定调节参数增加发电量。反之同理。若存在用户对煤气热量需求大于实际煤气热量的同时，用户对用电量需求小于实际发电量，还可以通过改变预定调节参数降低发电量，使得在满足用户的煤气热量需求和用电量需求的同时实现有效节能。 [0109] 根据本公开的实施例，在碳基原料实现气化的基础上，通过对气化过程中生成的其他产物的二次利用，兼顾了煤炭的原料属性和燃料属性，实现了系统中物质‑能量的转化。进一步地，通过改变预定调节参数，可以实现根据用户需求对煤气热量和发电量进行调控，以优化产气和产电匹配。最大限度实现原料与产物的转化过程，实现了经济效益和社会效益的最大化。 [0110] 根据本公开的实施例，预定调节参数包括以下至少之一：碳基原料的给入量、气化单元110的当量比、气化剂中氧气组分和不含氧组分的组分比例、气化剂的总给入量、碳基原料的粒径。 [0111] 根据本公开的实施例，预定调节参数的改变可以是对其中一个参数或任意参数的组合。其中，气化单元110的当量比用于表征进入气化单元110的碳基原料完全燃烧理论所需氧气量与入炉气化剂中氧气量的比。 [0112] 根据本公开的实施例，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元110中的气化反应进行调控包括操作S11和操作S12： [0113] 在操作S11，在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为增加煤气热量或降低发电量的情况下，通过改变气化单元110的当量比的策略进行调节，具体地，执行操作：维持碳基原料的给入量不变、同时维持气化剂的组分比例不变、同时增加气化剂的总给入量，以减小气化单元110的当量比； [0114] 在操作S12，在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为降低煤气热量或增加发电量的情况下，通过改变气化单元110的当量比的策略进行调节，具体地，执行操作：维持碳基原料的给入量不变、同时维持气化剂的组分比例不变、同时降低气化剂的总给入量，以提高气化单元110的当量比。 [0115] 根据本公开的实施例，在碳基原料的给入量不变的条件下，仅增加气化剂的总给入量，使气化单元110的当量比减小，碳基原料的气化转化效率高，因此，提高煤气产量，减少蒸汽/电产品的产量；在碳基原料的给入量不变的条件下，仅减少气化剂的总给入量，同时会使气化单元110的当量比增大，碳基原料的气化转化效率低，因此，降低煤气产量，提高蒸汽/电产品的产量。碳基原料的给入量可以为设计给入量的60％～140％。优选地，可以为90％～140％，例如，60％、70％、90％、100％、120％、140％等。 [0116] 根据本公开的实施例，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元110中的气化反应进行调控还包括操作S13和操作S14： [0117] 在操作S13，监控气化单元110的气化反应温度，并在气化反应温度大于等于第一温度阈值的情况下，生成安全预警指令，其中，第一温度阈值根据含碳气化灰渣的软化温度计算得到；例如，第一温度阈值＝含碳气化灰渣的软化温度‑150℃。为了保证运行的安全性，需保证且最高温度低于第一温度阈值，例如最高温度较碳基原料灰软化温度低150℃以上。 [0118] 在操作S14，计算含碳气化灰渣的热值随气化反应温度变化的热值变化率，并根据热值变化率生成能量转移分析结果，其中，能量转移分析结果用于表征：碳基原料中的能量更多地转移到产品气中，还是更多地转移到蒸汽/电产品中。 [0119] 根据本公开的实施例，示例性地，以增加气化剂的总给入量，以减小气化单元110的当量比为例。监控气化单元110反应温度变化，反应器内最高温度随当量比的减小而提高，且最高温度较碳基原料灰软化温度低150℃以上。分别检测煤气组分及气化残渣的热值，若温度升高50℃～150℃，气化残炭的热值降低500kcal/kg～2000kcal/kg，冷煤气效率可提高5％～20％，则证明碳基原料中的能量更多转移到煤气中，可见，不改变其他条件，仅增加气化剂的总给入量可以提高煤气产量，减少蒸汽/电产品的产量。 [0120] 根据本公开的实施例，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元110中的气化反应进行调控包括操作S21和操作S22： [0121] 在操作S21，在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为增加煤气热量的情况下，通过改变气化单元110的气化负荷进行调节。具体地，执行操作：维持气化单元110的当量比不变、同时维持气化剂的组分比例不变、同时增加碳基原料的给入量、同时增加气化剂的总给入量，以增加气化单元110的气化负荷。其中，增加气化单元110的气化负荷分别包含以下两种情况： [0122] 增加煤气热量的同时，降低发电量。具体地，同时增加碳基原料给入量和气化剂给入量，使气化负荷增大，煤气有效转化效率(碳基原料中物质转化为煤气中的可燃物的转化效率)高，因此，提高煤气热量，减少蒸汽/电产品的产量，碳基原料的给入量可以为设计给入量的70％～100％，优选地，可以为70％～90％，例如70％、80％、90％等。 [0123] 增加煤气热量或煤气热量不变的同时，增加发电量。具体地，同时增加碳基原料给入量和气化剂给入量，使气化负荷增大，煤气有效转化效率低，气化残炭总量增加。但随着气化负荷增加，煤气总量增大，因此，煤气热量提高或不变，同时提高了蒸汽/电产品的产量，碳基原料的给入量可以为设计给入量的80％～140％。优选地，可以为90％～140％，例如90％、100％、120％、140％等。 [0124] 在操作S22，在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为煤气热量降低或不变，同时降低发电量的情况下，通过改变气化单元110的气化负荷进行调节，具体地，执行操作：维持气化单元110的当量比不变、同时维持气化剂的组分比例不变、同时减小碳基原料的给入量、同时减小气化剂的总给入量，以降低气化单元110的气化负荷。 [0125] 同时减少碳基原料给入量和气化剂给入量使气化负荷减小，煤气有效转化效率低或不变的同时，气化残炭总量同时减小，但随着气化负荷降低，煤气总量减小，因此，煤气总热量降低，同时，降低蒸汽/电产品的产量，碳基原料的给入量可以为设计给入量的50％～100％。优选地，可以为50％～90％，例如50％、60％、70％、80％、90％、100％等。 [0126] 根据本公开的实施例，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元110中的气化反应进行调控包括操作S23和操作S25： [0127] 在操作S23，监控气化单元110的气化反应温度和气化单元110的气化负荷； [0128] 在操作S24，在气化反应温度大于等于第二温度阈值(例如900℃)，且气化单元110的气化负荷大于等于预定负荷阈值(例如设计负荷的90％)的情况下，生成第一能量转移分析结果，其中，第一能量转移分析结果用于表征：碳基原料中的能量更多地转移到产品气中。 [0129] 在操作S25，在气化反应温度小于第二温度阈值(例如900℃)，且气化单元110的气化负荷小于预定负荷阈值(例如设计负荷的90％)的情况下，生成第二能量转移分析结果，其中，第二能量转移分析结果用于表征：碳基原料中的能量更多地转移到蒸汽/电产品中。 [0130] 例如，在确定调控方向为降低煤气热量或增加发电量的情况下，通过减小碳基原料的给入量、同时减小气化剂的总给入量，使得气化单元110的气化负荷较原负荷得到降低。此时，通过监控气化反应温度和气化负荷，若此时最高气化温度低于900℃，气化负荷低于设计负荷的90％，说明碳基原料中的能量更多转移到蒸汽/电产品中。 [0131] 反之，若此时最高气化温度大于等于900℃，气化负荷大于等于设计负荷的90％，证明碳基原料中的能量更多转移到煤气中，此时，虽然调控是朝着降低煤气热量或增加发电量的方向调控的，但是，碳基原料中的能量仍然更多转移到煤气中。 [0132] 例如，原有气化负荷为设计负荷的120％，通过减小碳基原料的给入量、同时减小气化剂的总给入量，使得气化单元110的气化负荷降低至110％，调控是朝着降低煤气热量或增加发电量的方向调控的。但此时最高气化温度大于仍等于900℃，气化负荷仍大于等于设计负荷的90％，碳基原料中的能量仍然更多转移到煤气中。如若通过调节使得气化单元110的气化负荷降低至80％，此时最高气化温度小于900℃，碳基原料中的能量更多转移到蒸汽/电产品中。 [0133] 根据本公开的实施例，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元110中的气化反应进行调控包括操作S31～操作S32： [0134] 在操作S31，在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为增加煤气热量或降低发电量的情况下，通过改变氧气组分的组分比例进行调节，执行操作：维持气化单元110的当量比不变、同时维持碳基原料的给入量不变、同时增加气化剂中的氧气组分的组分比例，以及降低气化剂的总给入量； [0135] 在操作S32，在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为降低煤气热量或增加发电量的情况下，通过改变氧气组分的组分比例进行调节，执行操作：维持气化单元110的当量比不变、同时维持碳基原料的给入量不变、同时降低气化剂中的氧气组分的组分比例，以及增加气化剂的总给入量。 [0136] 示例性地，以增加气化剂中的氧气组分的组分比例为例，通过增加气化剂中的氧气组分的组分比例，使气化剂中氧气浓度从21％增大到35％～55％，气化单元110碳转化率增大，气化残炭的热值减小500kcal/kg～1000kcal/kg，冷煤气效率增加5％～10％，碳基原料中的能量更多转移到煤气中，从而提高煤气产量，减少蒸汽/电产品的产量。 [0137] 根据本公开的实施例，根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，基于预定调节参数对气化单元110中的气化反应进行调控包括操作S41～操作S45： [0138] 在操作S41，在根据实际煤气热量、实际发电量、煤气热量需求信息、用电量需求信息，确定调控方向为降低煤气热量或增加发电量的情况下，通过改变碳基原料的粒径进行调节，执行以下操作： [0139] 在操作S42，维持气化单元110的当量比不变、同时维持碳基原料的给入量不变、同时维持气化剂的组分比例不变、同时维持气化剂的总给入量不变； [0140] 在操作S43，测量得到碳基原料的粒径的当前值； [0141] 在操作S44，在碳基原料的粒径的当前值小于第一参考值的情况下，减小通入气化单元110中的碳基原料的粒径，其中，第一参考值根据气化单元110旋风分离器出口处的飞灰中位粒径计算得到。 [0142] 根据本公开的实施例，第一参考值可以是气化单元110旋风分离器出口飞灰中位粒径的20倍。通过减小碳基原料的粒径，受流化速度、旋风分离器分离效率的影响，碳基原料在反应器内的停留时间缩短，碳转化率减小，更多的能量转移到含碳气化飞灰中，从而降低煤气产量，增大蒸汽/电产品的产量。 [0143] 在操作S45，在碳基原料的粒径的当前值大于第二参考值的情况下，增加通入气化单元110中的碳基原料的粒径，其中，第二参考值根据气化单元110旋风分离器出口处的飞灰中位粒径计算得到。 [0144] 根据本公开的实施例，第二参考值大于第一参考值。第二参考值可以是气化单元110旋风分离器出口飞灰中位粒径的50倍。通过增大碳基原料的粒径，煤的比表面积相对较小，气固接触不充分，且颗粒内外传热传质慢，影响非均相气化反应的进行，使得碳转化率减小，更多的能量转移到含碳气化灰渣中，从而降低煤气产量，增大蒸汽/电产品的产量。 [0145] 进一步地，在调控过程中，通过监控气化单元110反应温度变化，使得反应器内最高温度较碳基原料灰软化温度低150℃以上，以保证运行的安全性。 [0146] 根据本公开的实施例，在上述任一种调控策略中，可实时监控气化单元110反应流化速度变化，使得炉膛底部流化速度不低于1m/s，使得流化速度不至于过低，以免影响运行的稳定性和安全性。 [0147] 图5示意性地示出了本公开另一实施例的气电联产方法的流程图。 [0148] 如图5所示，气电联产方法包括操作S510～操作S580。 [0149] 在操作S510，将第一温度的含尘热煤气、预定温度的水通入余热回收单元140，以便第一温度的含尘热煤气和预定温度的水在余热回收单元140中进行换热后，得到第二温度的含尘湿煤气和第二蒸汽。 [0150] 根据本公开的实施例，从气化单元110的含尘热煤气出口输出的含尘热煤气通过余热回收单元140的含尘热煤气入口进入余热回收单元140，同时预定温度(例如：0～100℃)的水通入余热回收单元140的换热管束中。含尘热煤气在余热回收单元140中与水进行间接换热，将水加热为蒸汽，得到第二蒸汽；或含尘热煤气先与气化剂进行换热，再与水进行换热，将水加热为蒸汽，得到第二蒸汽。经过与水换热后的第二温度的含尘湿煤气从余热回收单元140的含尘湿煤气出口离开。第二蒸汽从余热回收单元140的第二蒸汽出口输出。 [0151] 在操作S520，将第二蒸汽通入发电单元130，以便通过发电单元130将第二蒸汽和第一蒸汽的热能转换为电能。 [0152] 根据本公开的实施例，从余热回收单元140的第二蒸汽出口输出的第二蒸汽可以直接传输至发电单元130，驱动汽轮机做功发电；也可以进入气化单元110参与气化反应，有助于提高气化效率；还可以进入洗氨蒸氨单元160。 [0153] 在操作S530，将第二温度的含尘湿煤气通入除尘单元150进行气固分离，得到不含尘湿煤气和含碳飞灰。 [0154] 根据本公开的实施例，从余热回收单元140的含尘湿煤气出口输出的含尘湿煤气通过除尘单元150的含尘湿煤气入口进入除尘单元150，在除尘单元150中实现湿煤气与含碳飞灰的分离，不含尘湿煤气从除尘单元150的不含尘湿煤气出口排出，含碳飞灰从除尘单元150的含碳飞灰出口排出。其中，离开除尘单元150的灰为100℃～250℃热灰。具体可以是100℃、150℃、200℃、220℃等。 [0155] 在操作S540，将含碳飞灰通入锅炉单元120的炉膛，以便在炉膛中将含碳飞灰和含碳气化灰渣一并作为燃料进行燃烧。 [0156] 根据本公开的实施例，经过除尘操作的含碳飞灰从除尘单元150的含碳飞灰出口排出，并通过锅炉单元120的含碳飞灰入口进入锅炉单元120，作为燃料进行燃烧。 [0157] 在操作S550，将不含尘湿煤气通入洗氨蒸氨单元160进行氨提取，得到含硫煤气、氨产品、污水。 [0158] 根据本公开的实施例，经过除尘后的不含尘湿煤气从除尘单元150的不含尘湿煤气出口排除并通过洗氨蒸氨单元160的不含尘湿煤气入口进入洗氨蒸氨单元160，经过洗氨蒸氨操作后，产生硫煤气、氨产品、污水。其中，硫煤气从洗氨蒸氨单元160的硫煤气出口排出；氨产品可以作为产品直接输出；污水可以被输送至净化单元180，净化后的洁净水可以通入锅炉单元120的换热管束，和/或将循环净化水通入余热回收单元140。 [0159] 在操作S560，将含硫煤气通入第一脱硫单元170进行硫化物回收，得到冷煤气产品和硫磺产品。 [0160] 根据本公开的实施例，从洗氨蒸氨单元160的硫煤气出口排出的硫煤气从第一脱硫单元170的硫煤气入口进入第一脱硫单元170并进行硫化物回收，去除含硫煤气中的硫化物，例如H2S。将脱硫得到的硫磺和冷煤气作为产品输出。进一步地，锅炉单元120中燃烧反应产生的烟气可以通入第二脱硫单元190，与第一脱硫单元170输出的氨产品反应生成硫酸铵产品。 [0161] 在操作S570，将氨产品作为脱硝剂通入锅炉单元120，或者将氨产品、锅炉单元120中燃烧反应产生的烟气通入第二脱硫单元190，生成硫酸铵产品。 [0162] 根据本公开的实施例，洗氨蒸氨单元160输出的氨产品也可以作为脱硝剂通入锅炉单元120，还可以将氨产品通入第二脱硫单元190，生成硫酸铵产品。锅炉单元120中燃烧反应产生的烟气可以通入第二脱硫单元190，与第一脱硫单元170输出的氨产品反应生成硫酸铵产品，直接输出。反应后的烟气经过第二脱硫单元190净化后可以直接排空。 [0163] 在操作S580，将污水通入净化单元180，得到循环净化水，并将循环净化水通入锅炉单元120的换热管束，和/或将循环净化水通入余热回收单元140。 [0164] 根据本公开的实施例，洗氨蒸氨单元160输出的污水可以进入净化单元180，净化后的水可以为余热回收单元140或锅炉单元120提供用于换热的水，以实现水资源的循环利用。 [0165] 以上所述的具体实施例，对本公开的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，应理解的是，以上所述仅为本公开的具体实施例而已，并不用于限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。 |
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